Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ мероприятий по предотвращению развития аварий в системах электроснабжения 14
1.1. Основные особенности электроснабжения крупных городов 14
1.2. Регулирование перетоков мощности и расширение области ремонтных режимов 21
1.3. Гибкие электропередачи переменного тока (FACTS) 29
1.4. Ограничение токов КЗ в системе электроснабжения 30
1.4.1. Эффективность деления (секционирования) электрической сети 31
1.4.2. Вставки постоянного тока 33
1.5. Компенсация реактивной мощности 35
1.6. Совершенствование комплексов противоаварийной автоматики и информационного обеспечения диспетчерского персонала 37
1.7. Выводы по главе 1 41
Глава 2. Математические модели для расчетов переходных процессов при глубоких снижениях напряжения 43
2.1. Математические модели нагрузок 44
2.1.1. Математическая модель нагрузки в ПК MUSTANG 44
2.1.2. Математическая модель нагрузки в ПК EUROSTAG 48
2.1.3. Математическая модель нагрузки в ПК RUSTAB 51
2.2. Математические модели синхронных машин 52
2.2.1. Моделирование систем возбуждения и регуляторов возбуждения в ПК MUSTANG и RUSTAB 53
2.2.2. Моделирование систем возбуждения и регуляторов возбуждения в ПК EUROSTAG 58
2.3. Моделирование аварийных режимов, связанных с глубоким снижением напряжения 59
2.4. Выводы по главе 2 62
Глава 3. Разработка алгоритмов и схем комплексов аосн и анализ развития аварийных процессов в выделившемся энергорайоне 63
3.1. Эффективность реализации АОСН в системах электроснабжения 64
3.2. Алгоритм построения АОСН 71
3.2.1. Общие принципы построения АОСН 71
3.2.2. Алгоритм АОСН по очередности отключения нагрузки 74
3.2.3. Алгоритм АОСН по предотвращению лавины напряжения 78
3.2.4. Алгоритм АОСН по выделению станции 82
3.3. Анализ развития аварийных процессов в выделившемся районе 84
3.3.1. Выделение района с большим дефицитом мощности 84
3.3.2. Особенности развития аварий в районах с разными типами электростанций 87
3.4. Выводы по главе 3 91
Глава 4. Разработка мероприятий по повышению эффективности действия комплексов чда 94
4.1. Оценка диапазона мощностей нагрузки и генерации выделившегося района с электростанциями различного типа 94
4.1.1. Оценка минимальной нагрузки района выделения электростанций на изолированную работу 95
4.1.2. Оценка минимальной генерации электростанций, входящих в район действия ЧДА 97
4.2. Принципы построения автоматизированной системы контроля эффективности действия ЧДА 104
4.3. Интерполяция результатов контрольных замеров нагрузки 110
4.4. Методология ПК «Система контроля эффективности действия ЧДА» для энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленобласти» 114
4.5. Разработка принципов построения ЧДА на микропроцессорной базе 119
4.5.1. Анализ существующей ЧДА потенциально выделяемого района 120
4.5.2. Алгоритм контроля предшествующего режима 124
4.6. Выводы ПО главе 4 128
Глава 5. Автоматическая разгрузка энергоблоков для функций противоаварийной автоматики (на примере ки-ришскойгрэс) 130
5.1. Общая характеристика Киришской ГРЭС и ее ПА 131
5.2. Импульсная разгрузка турбин 134
5.3. Результаты натурных испытаний 139
5.3.1. Ограничение мощности энергоблока 300 МВт 139
5.3.2. Импульсная разгрузка энергоблока 300 МВт 144
5.4. Эффективность применения АСАРБ для функций противоаварийной автоматики 148
5.5. Выводы по главе 5 155
Заключение 156
Библиографический список 158
Приложения 167
- Ограничение токов КЗ в системе электроснабжения
- Моделирование систем возбуждения и регуляторов возбуждения в ПК MUSTANG и RUSTAB
- Особенности развития аварий в районах с разными типами электростанций
- Оценка минимальной генерации электростанций, входящих в район действия ЧДА
Введение к работе
Актуальность проблемы. За последнее десятилетие в системах электроснабжения крупных городов произошли аварии, имевшие системный характер (Москва, 2005 г., Санкт-Петербург, 2010 г.). В частности, системное развитие аварии в Москве привело к потере генерации более чем десяти электростанций Московской и Тульской энергосистем с массовым нарушением электроснабжения потребителей, в том числе и потребителей системы жизнеобеспечения города. Большой экономический, политический и социальный ущерб от системных аварий обусловил необходимость разработки дополнительных мероприятий по предотвращению развития аварии после локального возмущения в системе электроснабжения.
Для предотвращения развития аварийных ситуаций важную роль играют электротехнические комплексы и системы противоаварийной автоматики, благодаря которым без участия человека должны осуществляться локализация аварии и восстановление нормального электроснабжения потребителей.
Если вопросам построения систем противоаварийной автоматики при аварийном дефиците мощности посвящен стандарт по автоматическому ограничению снижения частоты (АОСЧ), то единого нормативного документа, регламентирующего принципы построения автоматического ограничения снижения напряжения (АОСН) в настоящее время нет. А, именно, глубокие снижения напряжения, вызванные перегрузкой оборудования, предшествуют развитию системной аварии, лавине напряжения и массовому нарушению электроснабжения потребителей.
В условиях крупных систем электроснабжения возникает необходимость в темпе реального времени изменять настройки комплексов и систем противоаварийной автоматики. Поэтому достоверная оценка текущего баланса мощности районов потенциального выделения действием частотной делительной автоматики (ЧДА) является важной задачей. Автоматизация этого процесса обеспечит принятие обоснованных решений по выбору направления действия противоаварийной автоматики.
Важными моментами повышения эффективности систем противоаварийной автоматики являются перевод ее на микропроцессорную базу, разработка алгоритмов и схем работы, позволяющих в темпе реального времени идентифицировать изменение режима и формировать оптимальные управляющие воздействия с целью обеспечения наиболее благоприятного качества протекания переходных процессов при возмущениях в системе электроснабжения.
Большие возможности современных систем регулирования паровых турбин, в частности, автоматическая система аварийной разгрузки блоков (АСАРБ), обуславливает целесообразность применения этой разгрузки для повышения эффективности работы систем противоаварийной автоматики, уменьшения объема нагрузки, отключаемой в аварийной ситуации.
Таким образом, задачи исследования аварийных процессов в системах электроснабжения при глубоких снижениях напряжения и частоты, разработки и внедрения новых решений, алгоритмов и схем в электротехнические комплексы противоаварийной автоматики с целью повышения эффективности предотвращения развития аварий представляются актуальными.
В основу исследований легли работы Баркана Я.Д., Горева А.А., Гуревича Ю.Е., Жданова П.С., Кощеева Л.А., Павлова Г.М., Рабиновича Р.С., Совалова С.А., Шульгинова Н.Г. и др.
Цель работы: повышение эффективности функционирования электротехнических комплексов и систем противоаварийной автоматики для предотвращения развития аварий в системах электроснабжения при глубоких снижениях напряжения и частоты.
Основные задачи исследования:
- анализ особенностей протекания аварийных процессов в системах электроснабжения с выявлением характера изменения режимных параметров, приводящих к возникновению лавины напряжения;
- выявление эффективности отключения нагрузки очередями для введения режима напряжения в допустимую область и повторного включения нагрузки при восстановлении режима напряжения, а также выделения электростанций на изолированную работу для предотвращения полного их останова при возникновении угрозы лавины напряжения;
- оценка диапазонов мощностей генерации и нагрузки районов потенциального выделения с электростанциями различного типа и разработка методики контроля эффективности действия ЧДА для районов потенциального выделения электростанций на изолированную работу на базе данных оперативно-измерительного комплекса и интерполяции результатов ежегодных контрольных замеров нагрузки;
- разработка алгоритма построения ЧДА, позволяющего автоматически осуществлять выбор оптимального направления действия в различных схемно-режимных условиях работы электростанции;
- экспериментальные исследования по импульсной разгрузке мощных турбоагрегатов электростанций для повышения эффективности противоаварийной автоматики и уменьшения объема отключаемой нагрузки при частотной аварии.
Идея работы. Предотвращение развития локальной аварийной ситуации в системную аварию с массовым нарушением электроснабжения потребителей на основе применения новых решений, алгоритмов и схем в комплексах противоаварийной автоматики.
Методы исследований. В диссертационной работе использованы методы теории автоматического противоаварийного управления в системах электроснабжения и математического моделирования переходных процессов, связанных с глубоким снижением напряжения и частоты с использованием программного комплекса MUSTANG.
Научная новизна работы:
- разработан алгоритм построения АОСН, позволяющий за счет очередности отключения нагрузки минимизировать ее объем при введении режима напряжения в допустимую область, повторно включать нагрузку при восстановлении режима напряжения, выделять станцию на район, сбалансированный по нагрузке, при угрозе возникновения лавины напряжения;
- впервые разработаны методика и принципы построения автоматизированной системы контроля эффективности действия комплексов ЧДА, позволяющие в темпе реального времени производить достоверный анализ баланса мощности в районах потенциального выделения и обеспечивать выбор оптимального направления действия ЧДА в различных схемно-режимных условиях работы системы электроснабжения;
- установлено, что оснащение турбоагрегатов электростанций системами АСАРБ позволяет эффективно задействовать импульсную разгрузку турбины для функций противоаварийной автоматики, а при частотной аварии значительно уменьшить объем отключаемой нагрузки в районе выделения действием ЧДА.
Защищаемые научные положения:
1. Предотвращение развития аварии в системе электроснабжения следует проводить с использованием разработанных комплексов автоматики ограничения снижения напряжения, позволяющих при глубоких снижениях напряжения минимизировать объем отключаемой нагрузки, повторно включать нагрузку при восстановлении режима напряжения и выделять станции на изолированный район нагрузки при угрозе лавины напряжения.
2. Повышение эффективности функционирования комплексов частотной делительной автоматики достигается оперативной оценкой текущего баланса мощности в районах потенциального выделения, позволяющей выбрать оптимальное направление действия этой автоматики, и применением импульсной разгрузки турбогенераторов электростанций.
Достоверность выводов и рекомендаций, изложенных в диссертации, подтверждена имеющимися статистическими данными, результатами натурных испытаний, сходимостью результатов математического моделирования и экспериментальных данных и практической реализацией результатов исследований.
Практическая ценность работы:
1. Разработаны алгоритм и принципиальные схемы комплекса АОСН, позволяющие минимизировать объем отключаемой нагрузки при введении параметров режима напряжения в допустимую область, автоматически включать нагрузку при восстановлении напряжения, выделять электростанцию на район изолированной нагрузки при угрозе возникновения лавины напряжения.
2. Разработана методика контроля эффективности действия ЧДА для районов потенциального выделения системы электроснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области.
3. Подтверждена результатами натурных испытаний АСАРБ, проведенных на Киришской ГРЭС, техническая возможность реализации импульсной разгрузки турбоагрегатов ГРЭС для функций противоаварийной автоматики и уменьшения объема отключаемой нагрузки при частотной аварии.
Реализация результатов работы. Методика контроля эффективности действия ЧДА положена в основу программного комплекса «Система контроля эффективности действия ЧДА» и включена в Предложение Инвест-программы Филиала ОАО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ по её реализации в 2012-13 гг.
Алгоритм построения ЧДА электростанции, позволяющий в темпе реального времени производить анализ гарантированной генерации в различных схемно-режимных условиях, может быть применен для электростанций системы электроснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области: Центральной ТЭЦ, Первомайской ТЭЦ-14 и Автовской ТЭЦ-15.
Рекомендации по использованию АСАРБ для повышения эффективности действия ЧДА применены при модернизации системы противоаварийной автоматики Киришской ГРЭС.
Личный вклад автора. Определение и постановка задачи. Исследование переходных процессов в системах электроснабжения, связанных с глубоким снижением напряжения и частоты. Разработка методики контроля эффективности действия ЧДА для районов потенциального выделения системы электроснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Разработка алгоритма комплекса ЧДА электростанции. Руководство натурными испытаниями на Киришской ГРЭС с последующим их анализом и разработкой рекомендаций для внедрения.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях: XVI Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные техника и технологии» (Томск, ТПУ, 2010); Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования» (Томск, ТПУ, 2010); Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи» (Екатеринбург, УрФУ, 2010); Международной научно-практической конференции «ХХХV неделя науки СПбГПУ (Санкт-Петербург, СПбГТУ, 2011); Х заочной научно-практической конференции «Технические науки – от теории к практике» (Новосибирск, 2012).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 работы в научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из списка сокращений, введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 101 наименования. Работа изложена на 168 страницах и включает в себя 67 рисунков и 13 таблиц.
Ограничение токов КЗ в системе электроснабжения
Интенсивное развитие системы электроснабжения крупного города приводит к существенному увеличению уровня токов КЗ, что требует определенных мероприятий по их ограничению. Эта проблема должна решаться на базе системного подхода с учетом динамики изменения токов КЗ и параметров электрооборудования, результатов разработок его новых видов, а также требований к надежности и экономичности режимов работы систем [28, 49, 51].
Динамика уровней токов КЗ ik.max в сетях 110-500 кВ в одной из энергосистем нашей страны (далее региональная энергосистема) на более чем полувековом интервале приведена в табл. 1.4 [51]. Стабилизация токов КЗ на уровне до 40 кА в сетях 110-220 кВ является следствием их целенаправленного ограничения, без которого в значительной части узлов сетей 110-220 кВ токи КЗ превысили бы 100 кА и потребовали замены 1/3 установленного коммутационного оборудования.
Известны следующие методы ограничения токов КЗ:
- схемные решения на стадии проектирования;
- стационарное и автоматическое деление существующей сети при эксплуатации;
- применение токоограничивающих устройств различного типа.
В качестве устройств ограничения токов КЗ используются: реакторы, трансформаторы и автотрансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения, резонансные токоограничивающие устройства различных видов, ограничители ударного тока [Elcsh], вставки постоянного тока и др.
1.4.1. Эффективность деления (секционирования) электрической сети
В общей сложности примерно 20% крупных коммутационных узлов сети 110-220 кВ региональной энергосистемы подвергнуто стационарному делению на шиносоединительных и секционных выключателях [51] (табл. 1.5).
Несмотря на значительные объемы деления сетей, номинальные токи отключения ряда установленных выключателей оказываются ниже наибольших расчетных токов КЗ. Такое положение характерно не только для рассматриваемой региональной энергосистемы, но и для других энергосистем, что связано с высокими затратами на модернизацию или замену электрооборудования.
Ликвидация точек стационарного деления сети существенно (в 2 4 раза) увеличивает максимальные токи КЗ в сети 110-220 кВ, которые могут превысить 130 кА [51] (табл. 1.6).
Теоретически ликвидация точек стационарного деления сетей 110-220 кВ и вызванный этим рост токов КЗ могут привести к тому, что из 2520 установленных в региональной системе выключателей ПО кВ потребуется замена 832 (33%) выключателей (табл. 1.7). Аналогичная картина с выключателями сети 220 кВ, где из 595 выключателей потребуется замена 216 (36%) выключателей.
Выключатели с /откл ном=80 кА - изделия штучного изготовления, а выключатели на ток 100 кА в мировой практике использованы в единичных случаях, поэтому говорить можно лишь об осторожных оценках стоимости выключателей с /откл.ном = 80-Н60 кА. В первом приближении стоимость оказыва-ется пропорциональной /0ткл ном- Стоимость выключателя, например ПО кВ, с ЛУГКЛ. НОМ = 80- -160 кА может достигнуть 3-10 млн. руб. Дополнительные затраты на проектные, строительно-монтажные и пусконаладочные работы увеличат затраты не менее чем на 30%.
По осторожным оценкам при ликвидации только в региональной энергосистеме точек стационарного деления сетей 110-220 кВ (табл. 1.7) стоимость замены выключателей вследствие резкого возрастания уровней токов КЗ составит не менее 5 млрд. руб. [51]. Следует отметить, что применение стационарного деления сети для ограничения токов КЗ, является исключительно вынужденной мерой, приводящей К снижению надежности электроснабжения потребителей.
Как отмечалось выше, задача ограничения токов КЗ должна решаться на базе системного подхода с учетом динамики изменения токов КЗ и параметров электрооборудования, результатов разработок его новых видов, а также требований к надежности и экономичности режимов работы энергосистем.
На величину токов КЗ в сильной степени влияет «жесткость» сети - степень «связности» отдельных ее элементов. Поэтому одним из способов ограничения токов КЗ в энергосистеме является снижение «жесткости» узлов сети. Как показано в исследованиях [49], вклад в решение общей задачи повышения управляемости и ограничения токов КЗ может внести применение многомодульных вставок постоянного тока (МВПТ).
В настоящее время применение вставок и передач постоянного тока (ГШТ) имеет место на связях крупных энергосистем и благодаря быстродействующему регулированию ГШТ позволяет полностью контролировать передаваемую мощность, улучшать переходные процессы и динамическую устойчивость в связываемых энергосистемах и ограничивать токи КЗ.
Принципиальная схема одной МВПТ показана на рис. 1.9. МВПТ представляет собой несколько преобразовательных модулей, связанных между собой на стороне постоянного тока. Каждый модуль представляет собой комплекс устройств, включенных между шинами переменного и постоянного тока, состоящий из трансформатора, преобразователя, фильтро-компенсирующих устройств и сглаживающего реактора. Совместная работа модулей сбалансирована по выпрямительному и инверторному режимам.
Ограничение токов КЗ с помощью МВПТ достигается следующим образом: за счет того, что т узлов на подстанции «развязаны» относительно друг друга преобразовательными модулями, исключается подпитка места КЗ на одной из линий какого-либо узла токами от линий других узлов, тем самым искусственно создается управляемый разрыв в электрических сетях.
Моделирование систем возбуждения и регуляторов возбуждения в ПК MUSTANG и RUSTAB
Уравнения систем возбуждения (СВ) и автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) образуют единый блок и основаны на следующих допущениях:
- малые постоянные времени в СВ и АРВ не учитываются или учитываются упрощенно;
- не учитывается ряд второстепенных эффектов: нелинейность передаточных функций (эти функции заменяются на линейные с ограничениями), кратковременное снижение Eqe при близком КЗ в высокочастотной СВ (соответственно, увеличивается постоянная времени СВ) и др.;
- упрощенно записываются уравнения высокочастотной СВ и блока сильной стабилизации (БСС);
- упрощенно учитывается действие ограничителя минимального возбуждения (ОМВ);
- при описании СВ и АРВ вместо тока г в обмотке возбуждения используется ЭДС Eg.
Уравнения составлены таким образом, что они пригодны для описания всех существующих СВ и АРВ (при условии соответствующего задания пара 54
метров). Предусмотрена возможность моделирования следующих типов СВ синхронных генераторов:
- тип 1 - независимое тиристорное возбуждение, или тиристорная СВ с сериесными трансформаторами, или бесщеточная СВ с вращающимися тиристорами; АРВ сильного действия (АРВСД);
- тип 2 - тиристорное самовозбуждение без сериесных трансформаторов; АРВСД;
- тип 3 - бесщёточная СВ с вращающимися диодами; АРВСД;
- тип 4 - высокочастотная СВ без блока сильной стабилизации (БСС); АРВ типа корректора напряжения;
- тип 5 - то же, но с БСС;
- тип 6 - электромашинное возбуждение с возбудителем постоянного тока; компаундирование и корректор напряжения; релейная форсировка напряжения;
- тип 0 - отсутствие АРВ, Eqe = const.
Предусмотрена возможность управления действием АРВ от автоматики и моделирование ряда отказов АРВ и СВ (см. ниже). Уравнения СВ и АРВ синхронных генераторов А в= [ о(і + Л- ]- - / + /( - Л + / + і,(2.17)
где Амрв - выходной сигнал первого сумматора сигналов АРВ; К0и, К-іи, Кіф K0f, Kjf- коэффициенты регулирования;
Uo - уставка АРВ по напряжению, равная напряжению генератора в исходном режиме; а - коэффициент, позволяющий учесть изменение уставки по напряжению в корректорах напряжения от частоты; sи,- скольжение вектора напряжения, используемое для формирования сигнала Ut по отклонению частоты: = Usu-sut), (2.18) где Tf - постоянная времени в канале отклонения частоты; Ццоп.і _ дополнительный сигнал, позволяющий обеспечить специфическое воздействие на работу АРВ (от противоаварийной автоматики, или при моделировании неправильной работы АРВ); управление величиной С/ДОп.і осуществляется дискретно: значение идоиЛ, введенное по правилам моделирования противоаварийной автоматики, сохраняется до нового управления; qeo - ЭДС возбуждения в исходном установившемся режиме (начальные условия для расчета переходного процесса):
Стандартные элементарные звенья, эквивалентирующие каналы регулирования автоматических устройств регулирования, реализованные в ПК EUROSTAG, предоставляют пользователю широкие возможности по моделированию как стандартных существующих устройств АРВ отечественного производства, так и зарубежного производства.
В программе реализована возможность выбора относительной единицы возбуждения. Существует три варианта:
- единица возбуждения, обеспечивающая на холостом ходу машины номинальное напряжение без учета насыщения в воздушном зазоре. В программе этот вариант задается параметром «воздуш. зазор». Такая система относительных единиц возбуждения принята в западных программах и моделях;
- единица возбуждения, обеспечивающая на холостом ходу машины номинальное напряжение статора с учетом насыщения; в программе задается параметром «х.х.»;
- единица возбуждения, обеспечивающая номинальное напряжение статора машины при ее работе в номинальном режиме (генерации номинальных активной и реактивной мощностей); в программе задается параметром «ном. нагр.».
В отечественных программах в основном принимается третий из вышеперечисленных способов задания относительных единиц возбуждения - единицы возбуждения номинального режима. В зарубежных программах и моделях по стандарту IEEE принимаются другие единицы возбуждения - единицы возбуждения холостого хода. Поэтому необходимо внимательно следить за тем, в каких относительных единицах функционирует та или иная модель СВ. 2.3. Моделирование аварийных режимов, связанных с глубоким снижением напряжения Проведем сопоставительные расчеты процессов при снижении напряжения в узлах нагрузок, содержащих асинхронные двигатели, в различных ПК. Корректное представление влияния асинхронных двигателей на переходный процесс в электроэнергетической системе, сопровождающийся снижением напряжения, является определяющим. Основной целью расчетов была оценка погрешности в определении потребляемой двигателем реактивной мощности в условиях снижения напряжения питания. Закон снижения напряжения принимался линейным. Скорость снижения напряжения изменялась.
Особенности развития аварий в районах с разными типами электростанций
При выделении энергорайона с дефицитом активной и реактивной мощности на начальном этапе аварии возможно глубокое снижение напряжения, которое может обусловить лавину напряжения. При возникновении такой угрозы необходимо скорейшее выделение электростанции на сбалансированную нагрузку по алгоритму, приведенному выше.
Снижение напряжения в выделившемся энергорайоне приведет к саморазгрузке района по активной мощности вследствие существенной зависимости нагрузки от величины напряжения сети. Снижение нагрузки может обусловить ситуацию, когда генерируемая активная мощность превысит мощность нагрузки в выделившемся районе и частота на этом этапе переходного процесса может увеличиться, что обусловит действия по разгрузке турбин первичными регуляторами.
Последующее действие регуляторов возбуждения увеличит напряжение в выделенном районе, нагрузка района увеличится, что приведет к снижению частоты, усугубленному действием на разгрузку турбин первичных регуляторов скорости. На этом этапе аварии возможно возникновение лавины частоты и напряжения с полным прекращением электроснабжения потребителей выделившегося района.
В качестве иллюстрации сказанного на рис. 3.13 представлен переходный процесс именно такого типа аварии, имевшей место 18.11.2006 г. при выделении Дубровской ТЭЦ (ТЭЦ-8) на изолированный район. В начальный момент аварии напряжение снизилось до величины (82 кВ), большей критического значения (77 кВ), что не вызвало лавину напряжения. Однако такое снижение напряжения привело к саморазгрузке района, и генерация станции стала больше нагрузки выделенного района. Частота на первом этапе аварии увеличилась, что обусловило действие регуляторов скорости агрегатов на снижение мощности турбин. На этом же этапе в силу оснащенности генераторов АРВ пропорционального типа подъем напряжения был относительно медленным 1-2 с. Однако этот подъем напряжения увеличил мощность нагрузки района. Увеличение мощности нагрузки при снижении мощности агрегатов привело к лавинообразному снижению частоты и напряжения.
Аналогичная ситуация при развитии частотной аварии имела место при выделении 29.07.2010 г. Волховской ГЭС-6 на район нагрузки при отключении ВЛ-110 кВ во время урагана (рис. 3.14). Изменение частоты на начальном этапе аварии сопровождалось ее ростом почти до 58 Гц, и только через 20-30 сек существенным снижением. В отличие от ТЭЦ здесь имеет место больший заброс частоты и более длительный процесс ее снижения, обусловленные большей инерционностью работы направляющих аппаратов при действии регуляторов скорости гидротурбин.
Таким образом, в рассмотренных выше случаях (рис. 3.13 и 3.14) только выделение станции на сбалансированную нагрузку предотвратит лавину частоты и напряжения с полным прекращением электроснабжения потребителей выделившегося района.
В дополнение к рассмотренным выше случаям снижения частоты важным представляется анализ процессов при выделении электростанций с избытком генерирующей мощности, приводящей к повышению частоты в выделенном районе. Такие процессы возникают при:
- аварийном отключении связей с системой и выделении станции на район с нагрузкой, меньшей генерации;
- выделении станции на район действием ЧДА при нагрузке изолированного района меньше генерации в предшествующем режиме;
- возникновении избытка мощности в районе крупной энергосистемы, содержащей несколько электростанций.
При анализе целесообразно сопоставить процессы, протекающие в выделившихся районах с ТЭЦ (рис. 3.16) и ГЭС (рис. 3.15, 3,16 и 3.17). Видно, что изменения частоты в выделившихся районах с ТЭЦ и ГЭС имеют качественные отличия, связанные, прежде всего, со скоростью их протекания и забросом частоты в переходном процессе.
Больший заброс частоты в районе выделения с ГЭС обусловлен существенно более длительными процессами при закрытии направляющих аппаратов регуляторами скорости гидротурбин. При этом, если заброс частоты в районе выделения с ТЭЦ никогда не превышает величин 10 %, при которых должен срабатывать автомат безопасности [59, 69], то для ГЭС частота может достигать большего значения при большей длительности затухания переходного процесса.
Оценка минимальной генерации электростанций, входящих в район действия ЧДА
Рассмотрим левую часть выражения (4.1). Как правило, величина Prmin определяется величиной доаварийной генерации электростанций Рг доавар в районе выделения. С учётом возможностей энергетического оборудования проанализируем ВОЗМОЖНОСТЬ ИЗМенеНИЯ ПО ОТНОШеНИЮ К Рг доавар ВЄЛИЧИНЬІ Рг тт, необходимой для успешного выделения станции.
В настоящее время энергетическое оборудование станций в зависимости от типа турбин имеет следующую классификацию по типу участия в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ) и нормированном первичном регулировании частоты (НГТРЧ):
- «Готов»;
- «Не имеет технической возможности»;
- «Участие в НПРЧ».
Проведём анализ возможности увеличения генерации различных энергоагрегатов в зависимости от типа их участия в регулировании частоты.
Энергоагрегаты, имеющие тип участия в ОПРЧ «не имеет технической возможности» (турбины с противодавлением типа Р, ПР), не увеличивают свою мощность при снижении частоты. В соответствии с ограниченными техническими возможностями таких энергоагрегатов величина минимальной генерации будет в диапазоне от технического минимума до нагрузки генератора в доава рИЙНОМ режиме Рг доавар "г min тех. min» г послеав "г доавар- (4.4)
Рассмотрим процессы при выделении энергоагрегатов, имеющих тип участия в ОПРЧ - «готов». При снижении частоты в энергосистеме эффективность первичного регулирования определяется, прежде всего, возможностью соответствующего увеличения производительности пара котлоагрегатом, что в реальных условиях не всегда имеет место. В качестве неэффективного первичного регулирования частоты на рис. 4.2 представлен процесс, зарегистрированный на Хабаровской ТЭЦ-1 при отключении энергоблоков Зейской ГЭС [52]. Видно, что возникновение дефицита мощности, связанного с отключением энергоблоков Зейской ГЭС, привело к снижению частоты вплоть до 49,25 Гц. На начальном этапе переходного процесса в 7:04-7:05 за счет действия ОПРЧ генерация электростанции увеличилась с 146 МВт до 164 МВт. Однако, в силу невозможности поддержания турбоагрегатами этого уровня генерации в 7:06 произошло её снижение до 152 МВт и в дальнейшем до 148 МВт. Очевидно, что в этом случае полный резерв первичного регулирования систем управления мощностью турбины не может быть использован при определении верхней гра 99 ницы диапазона мощности. Повышение частоты в системе после 7:16 обусловлено увеличением генерации других станций системы.
Однако, на примере неэффективного участия Хабаровской ТЭЦ в ОПРЧ при определении верхней границы диапазона Pr.mjn делать не следует. В качестве иллюстрации эффективного участия генерирующего оборудования в ОПРЧ рассмотрим аналогичные процессы на Комсомольской ТЭЦ-2, входящей в район аварии при отключении энергоблоков Зейской ГЭС (рис. 4.3) [52]. Видно, что действие первичного регулирования в процессе уменьшения частоты с 7:04 до 7:10 можно расценить как вполне удовлетворительное.Как видно из рис. 4.4. половину необходимой мощности АР при снижении частоты котлоагрегаты должны реализовать за первые 20 секунд переходного процесса, остальную половину регулируемого диапазона в зависимости от типа энергоустановки за 5-7 мин.
Из рис. 4.3 видно, что при практически скачкообразном изменении частоты в 7:04 увеличение мощности станции с 70 до 80 МВт произошло меньше, чем за 1 минуту, увеличение мощности до 90 МВт - приблизительно за следующие 3 минуты, что вполне удовлетворяет нормативам, приведенным на рис. 4.4. Дальнейшее увеличение мощности станции до 104-105 МВт было обеспечено действиями оперативного персонала по стабилизации частоты в районе.
Сопоставление приведённых на рис. 4.2 и 4.3 результатов неуспешного и успешного участия электростанций в ОПРЧ не позволяет вынести однозначное суждение об увеличении генерации станции на какую-либо конкретную величину. Следовательно, при оценке мощности такой электростанции в районе ее выделения по соображениям надёжности следует принимать величину в соответствии с выражением (4.4).
Агрегаты, участвующие в НПРЧ (КЭС, ГТУ), в соответствии с требованиями Стандарта [68] «...должны обеспечивать выполнение требований НПРЧ в диапазоне первичного регулирования не менее ... АРП(А/) = ±12%РН0М для возможных аварийных режимов работы энергосистемы (аварийный резерв первичного регулирования), где Рном - номинальная мощность энергоблока».
При оценке минимальной генерации таких агрегатов в доаварийном режиме Pp.min будем учитывать величину ДРП(Д/), которая гарантированно может быть обеспечена действием НПЧР.
Исходя из требований Стандарта [71], АОСЧ должна выполняться на основании следующих расчётных условий работы энергосистемы: - с частотой ниже 49,0 Гц - не более 40 сек.; - с частотой ниже 47,0 Гц - не более 10 сек.; - с частотой ниже 46,0 Гц - не допускается.
Для агрегатов, участвующих в НПРЧ определим величину допустимого снижения частоты в районе выделения электростанции в начальный момент времени при возможном дефиците мощности 12 % Рном.
